海上邊際氣田開發(fā)指標精準預測關鍵技術

楊依依，楊馥榕，高嘉偉

(中國海洋石油國際有限公司，北京 100028)

國內海上所謂“邊際”氣田，代表著除能夠明顯獲利的大氣田和明顯沒有商業(yè)價值的氣田以外的另一類氣田。這類氣田一般說來具有儲量規(guī)模小且分散、儲層滲透性差、厚度薄、邊底水能量強同時還或含有高含凝析油等復雜地質油藏特征，該類氣藏盈利性差，有效開發(fā)難度極大。

開發(fā)指標預測在邊際氣田開發(fā)過程中具有極其重要的地位。用常規(guī)評價方法來預測這類氣田的開發(fā)指標時，總是將其定義為“邊際”，但事實證明其中不少已投產邊際氣田具有實際開發(fā)價值，例如東海麗水36-1氣田、黃巖1-1氣田和北部灣番禺34-1/35-1/35-2氣田群等。因此應深入挖掘有效預測方法，提高預測精度，從而實現(xiàn)對該類氣田的較好開發(fā)。

筆者以南海北部氣田群為例，應用氣井產能評價新技術、穩(wěn)產期快速確定技術、局部網格加密和組分模型技術以及D因子關鍵參數(shù)求取技術，精準預測該類氣田的開發(fā)指標，并以此為基礎開展氣田開發(fā)方案設計、規(guī)劃和調整，保障和推動海上邊際氣田的高效開發(fā)。

1 研究區(qū)域概況

南海北部大陸邊緣發(fā)育由珠江口盆地、瓊東南盆地、鶯歌海盆地等多個中新生沉積盆地。古近紀以來上述盆地沉積了巨厚的泥巖，天然氣資源十分豐富。20世紀80年代以來，在這些盆地相繼發(fā)現(xiàn)了崖城13-1等大中型氣田以及文昌氣田群、流花19-5氣田等小型邊際氣田，其中后者具有典型的“兩小三低”特征(表1)，無法獨立經濟開發(fā)，動用難度極大。

表1 海上邊際氣田儲層物性特征

2 開發(fā)指標精準預測關鍵技術及應用效果

結合邊際氣田地質油藏特征，圍繞影響指標預測精度的關鍵因素進行逐一分析研究，形成了一系列關鍵技術，為后續(xù)海上邊際氣田投產開發(fā)奠定了技術基礎。

2.1 氣井產能評價新技術

氣井產能評價是開發(fā)指標預測工作的基礎。海上氣田測試受測試費用高、測試時間短的制約，系統(tǒng)試井各測試段難以穩(wěn)定，測試資料品質較差，以此建立產能方程時存在二項式系數(shù)小于0或指數(shù)式系數(shù)大于1的情況[1-2]，常常不能獲得理想的預測效果，甚至部分區(qū)域氣井無測試資料，海上氣井產能的精準確定存在較大難度。

以擬穩(wěn)定狀態(tài)下氣井產能方程出發(fā)[3-5]：

(1)

經簡化推導可得

qAOF1=(PR1/PR)2qAOF

(2)

式中：qg為氣井穩(wěn)定產量，104m3/d；qAOF為氣井絕對無阻產量，104m3/d；K為氣層有效滲透率，10-3μm2；h為氣層有效厚度，m；Z為氣體偏差系數(shù)；T為地層溫度，K；μg為氣體黏度，mPa·s；PR為氣井投產后的地層壓力，MPa；Pwf為氣井的井底流壓，MPa；re為供給半徑，m；rw為井底半徑，m；So為表皮系數(shù)；D為湍流系數(shù)，(104m3/d)-1

由方程可知，若氣井測定了某一壓力下的無阻流量，即可求得該氣井不同地層壓力下的無阻流量[6-8]?；诤Ｉ?4個氣田實際測試資料，在傳統(tǒng)氣田產能評價技術基礎上，首次考慮引入壓力平方參數(shù)對氣井無阻流量進行校正，建立了一種考慮壓力校正的氣井無阻流量確定新方法，回歸得到了地層壓力校正下的無阻流量-地層系數(shù)關系圖版及經驗方程(圖1)，應用該圖版可以快速質控測試氣井的無阻流量，經驗方程指導無測試氣田產能的精準預測。

圖1 地層系數(shù)與壓力校正氣井無阻流量的關系

利用本文提出的氣藏校正產能方程，對海外某低滲氣田進行了驗證，并與DST測試結果進行對比。該氣田位于西非海岸，水深2 000 m左右，試井滲透率1.5～3.5 mD,單層厚度0.3～12 m，為典型薄互層低滲層狀邊水氣藏。L-2井進行了兩次DST測試，系統(tǒng)試井資料品質較差，壓恢時間有限。由表2可以看出，產能方程計算各測試段平均無阻流量為121×104m3/d和63×104m3/d，與基于系統(tǒng)試井資料的其他產能分析方法結果存在一定差異，考慮本次試井資料可靠性，最終推薦產能方程計算結果。

表2 L-2井測試段無阻流量匯總 單位：104 m3/h

2.2 穩(wěn)產期快速確定技術

氣田開發(fā)與油田開發(fā)最大的不同是氣田開發(fā)規(guī)模(采氣速度)及穩(wěn)產年限受下游用戶的影響，在商務談判中穩(wěn)產年限是極為關鍵的談判內容，因此在氣田開發(fā)方案編制中對于氣田開發(fā)穩(wěn)產期的預測就顯得尤為重要。

廣泛調研了全球范圍內典型氣田開發(fā)采氣速度與穩(wěn)產期采出程度的關系，形成了采氣速度與穩(wěn)產期采出程度的系列曲線(圖2)。同時通過機理模型結合該類氣田開發(fā)實際數(shù)據(jù)，模擬得到了定容氣藏不同采氣速度下對應的氣藏穩(wěn)產年限及穩(wěn)產期的采出程度曲線(圖3)。

圖2 全球典型氣田開發(fā)采氣速度與穩(wěn)產期采出程度關系

圖3 定容氣藏采氣速度與穩(wěn)產年限、穩(wěn)產期采出程度關系

圖2、圖3相互結合可以確保氣田開發(fā)方案穩(wěn)產期準確可靠，保障氣田平穩(wěn)供氣，提高氣田開發(fā)經濟效益。

2.3 局部網格加密和組分模型技術

大部分邊際氣田具有含油凝析油特征，在氣田降壓衰竭開采過程中勢必會由于壓力降低而導致凝析油反凝析吸附在地層附近降低儲層的滲透性，導致氣井產能降低或井底積液而躺井，常規(guī)均勻網格無法體現(xiàn)壓力降低導致凝析油反凝析這一現(xiàn)象，導致數(shù)模模擬計算結果呈現(xiàn)較長穩(wěn)產期的假象，誤導開發(fā)生產[9-11]。然而采用井筒附近網格局部加密技術和組分模型技術，充分反映凝析油氣體系隨著壓力變化的物質交換特征，對殘余氣飽和度敏感性進行準確分析，使得氣田開發(fā)指標更加符合生產實際，大大提高指標預測精度，圖4、圖5反映了局部網格加密和組分模型對產氣量的影響。

圖4 局部網格加密對氣井產量的影響

圖5 不同組分模型對氣井產量的影響

2.4 D因子關鍵參數(shù)求取技術

氣田開發(fā)中，由于其黏度小，滲流速度大，在井底周圍的近井地帶通常存在高速非達西湍流，并隨著氣井產量的增加而擴大，湍流因素的存在影響了儲層的滲流特效，形成了高速湍流D因子，對氣井產能評價和開發(fā)指標預測具有重要的影響，因此D因子求取變得十分必要[12]。

由于海上氣田受平臺、空間、經濟性影響，系統(tǒng)試井測試時間短，D因子無法通過多個壓力恢復段進行求取?？紤]通過試井解釋中分段壓力擬合和半對數(shù)線性擬合，求取系統(tǒng)測試不同產量下表皮系數(shù)。由擬表皮系數(shù)定義式Sa=S+Dq可知，通過線性擬合回歸可得到D因子(圖6)，系統(tǒng)試井條件下氣藏高速非達西滲流D因子的量化求取為準確預測產能、提高DST擬合精度(圖7)以及數(shù)模預測指標精度(圖8)提供基礎和依據(jù)。

圖6 氣井日產量與表皮關系曲線

圖7 D因子對氣井產能預測結果的影響

圖8 D因子對DST擬合結果的影響

3 結論

1)通常來說，海上邊際氣田一般分為以下兩類：油藏地質型，油藏地質情況較為復雜或者存在不確定的油藏開發(fā)風險；油田儲量型，油田儲量較小，獨立開發(fā)無經濟效益，需要通過開發(fā)模式變化實現(xiàn)開發(fā)。在特定的經濟、技術條件下，邊際氣田可以轉化為常規(guī)意義上的常規(guī)氣田。

2)針對海上邊際氣田地質油藏特征，建立了邊際氣田開發(fā)指標精準預測關鍵技術，包含氣井產能評價新技術、穩(wěn)產期快速確定技術、局部網格加密和組分模型技術以及D因子關鍵參數(shù)求取技術，確保邊際氣田各項開發(fā)指標評估的準確性，降低氣田開發(fā)風險，做到更好地指導后續(xù)邊際氣田開發(fā)生產。

3)氣井產能評價是氣田開發(fā)中最重要的基礎工作，對儲層壓力條件很敏感，不同地層下壓力的氣井產能差異很大，首次引入壓力平方參數(shù)對氣井無阻流量進行校正，建立了一種考慮壓力校正的氣井無阻流量確定新方法，精確預測無測試氣井無阻流量、質控測試氣井無阻流量。

4)采用局部網格加密技術，并結合組分模型技術，實現(xiàn)了反凝析現(xiàn)象精準刻畫，對殘余氣飽和度敏感性的準確分析，提升了對邊際氣田采收率的預測精度。

5)結合海上氣田測試特點，形成了系統(tǒng)試井條件下氣藏高速非達西滲流D因子求取技術，更準確定量計算D因子，在數(shù)值模擬中更準確進行無阻流量擬合和DST擬合，并推廣應用到更多邊際氣田開發(fā)。